- •1.2 Роль і значення промивання свердловин та промивальних рідин в процесі буріння свердловин
- •1.3 Основні функції промивальних рідин
- •1.3.1 Гідродинамічні функції
- •1.3.2 Гідростатичні функції
- •1.3.3 Функції кіркоутворення
- •1.3.4 Фізико-хімічні функції
- •1.3.5 Різнобічні функції промивальної рідини
- •1.4 Класифікація дисперсних систем
- •1.5 Процеси на межі розділу фаз у дисперсних системах
- •2.2 Компонентний склад бурових промивальних рідин
- •2.3 Особливості будови та складу основних глинистих мінералів
- •2.3.1 Глини групи монтморилоніту
- •2.3.2 Глини групи гідрослюд
- •2.3.3 Глини групи каолініту
- •2.3.4 Глини групи палигорскіту
- •2.4 Катіонний обмін у глинистих суспензіях. Обмінна ємкість глинистих мінералів
- •3.2 Вплив мінерального складу глин і типу обмінних катіонів на гідратацію, диспергування і бубнявіння глинистих мінералів
- •3.3 Будова глинистих частинок у водній суспензії. Теорія Штерна і будова деш. Дзета ( ) – потенціал і його вплив на властивості бпр
- •3.4 Агрегатна та седиментаційна стійкість колоїдних розчинів. (Стійкість дисперсних систем)
- •3.5 Явище коагуляції та колоїдний захист у глинистих суспензіях
- •4.2 Визначення якості глинопорошків
- •4.3 Розрахунки при приготуванні глинистих розчинів
- •5.2 Типи обважнювачів і їх характеристика
- •5. 2.1 Баритові обважнювачі
- •5.2.2 Карбонатні обважнювачі
- •5.2.3 Залізисті обважнювачі
- •5.2.4 Свинцеві обважнювачі
- •5.3 Вплив обважнювачів на структурно-механічні властивості бурових розчинів
- •Різної густини
- •1, 2, 3 І 4 густини обважнювачів відповідно 3000 кг/м3, 3500 кг/м3;
- •5.4 Методи обважнення бурових розчинів
- •Розчин у вигляді пульпи
- •5.5 Розрахунки при обважненні бурових розчинів
- •6.2 Реологічні властивості бурових промивальних рідин
- •Напруження зсуву відповідного градієнта швидкості
- •6.3 Степеневий закон
- •Лекція № 7 тіксотропні властивості бурових промивальних рідин
- •7.1 Поняття про механізм структуроутворення
- •Частинками розчину в момент структуроутворення
- •7.2 Типи структур в дисперсних системах і їх видозміни у буровому розчині
- •7.4 Статичне напруження зсуву бурових розчинів і методи його визначення
- •7.5 Методи та прилади для заміру снз
- •Лекція № 8 фільтраційні і кіркоутворюючі властивості бурових розчинів
- •8.1 Основні положення статичної фільтрації
- •8.2 Статична та динамічна фільтрація бурових промивальних рідин
- •8.3 Вплив основних факторів на статичну та динамічну фільтрацію
- •8.4 Фільтраційна кірка бурового розчину
- •8.4.1 Товщина фільтраційної кірки
- •На товщину фільтраційної кірки
- •8.4.2 Проникність фільтраційної кірки
- •Густина бурового розчину та її значення в процесі буріння свердловин. Вміст газу у буровому розчині
- •9.1 Вибір густини бурового розчину
- •9.2 Регулювання густини бурового розчину в процесі буріння
- •Швидкість буріння
- •9.3 Вміст газу у бурових промивальних рідинах
- •Лекція № 10
- •10.2 Шлам, як колоїдний компонент бурового розчину
- •10.3 Вплив вмісту твердої фази на властивості бурового розчину
- •11.1 Класифікація хімічних реагентів
- •Лекція № 12 вода і суспензії із вибурених порід
- •12.1 Призначення та умови застосування
- •12.2 Склад і властивості суспензій із вибурених порід
- •12.3 Технологія приготування
- •12.4 Перевід в інші типи розчинів
- •12.5 Вплив на наступні технологічні процеси
- •13.2 Склад та властивості гуматних бурових розчинів
- •Гуматнокальцієві розчини
- •13.3 Технологія застосування
- •13.4 Контроль властивостей розчину в процесі буріння
- •13.5 Перевід в інші типи розчинів
- •13.6 Вплив гуматних розчинів на наступні технологічні процеси
- •Лекція № 14 лігносульфатні бурові розчини
- •14.1 Призначення та умови застосування лігносульфатних бурових розчинів
- •14.2 Склад та властивості бурового розчину
- •14.3 Технологія застосування
- •14.4 Регулювання властивостей бурового розчину
- •14.6 Вплив розчину на наступні технологічні операції
- •14.5 Перевід в інші типи розчинів
- •Лекція № 15 полімер-глинисті бурові розчини
- •15.1 Призначення та умови застосування полімер-глинистих бурових розчинів
- •15.2 Склад та властивості бурового розчину
- •15.3 Технологія застосування бурового розчину
- •Лекція № 16 хлоркальцієві бурові розчини
- •16.1 Призначення та умови застосування
- •16.2 Склад і граничні значення показників властивостей
- •Густина 10602200 залежно від вмісту глини та обважнювача. В дужках дані взаємозамінні матеріали
- •16.3 Технологія приготування
- •16.4 Регулювання властивостей розчину
- •16.5 Перевід в інші типи розчинів
- •16.6 Вплив розчину на наступні технологічні операції
- •Лекція №17 Застосування гіпсо-калієвого бурового розчину
- •17.1 Призначення розчину і умови застосування
- •17.2 Склад і граничні значення показників властивостей
- •17.3. Технологія приготування
- •17.4 Регулювання властивостей розчину
- •17.5. Перевід в інші типи розчинів
- •17.6. Вплив розчину на наступні технологічні операції
- •Хлоркалієві бурові розчини
- •18.1. Призначення та умови застосування
- •18.2. Склад і допустимі показників властивостей
- •18.3. Технологія приготування
- •Контроль властивостей у процесі буріння
- •18.5 Перехід до інших типів розчинів
- •18.6 Вплив розчину на наступні технологічні операції
- •Лекція № 19 малосилікатні бурові розчини
- •19.1 Призначення розчинів та умови застосування
- •19.2 Склад і властивості малосилікатних розчинів
- •19.3 Технологія приготування малосилікатних розчинів
- •19.4 Управління властивостями розчину в процесі буріння
- •19.5 Перевід в інші типи розчинів
- •20.2 Склад і властивості розчинів Склад і граничні значення показників властивостей розчинів оброблених солями алюмінію наведені в табл. 20.1. В дужках дані взаємозамінні матеріали
- •20.3 Технологія приготування
- •20.4 Регулювання властивостями розчину в процесі буріння
- •Алюмокалієвий розчин. Регулювання показників властивостей алюмокалієвого розчину здійснюють аналогічно алюмінизованому.
- •20.5 Перевід в інші типи розчинів
- •20.6 Вплив розчинів оброблених солями алюмінію на наступні технологічні операції
- •Лекція № 21 соленасичені бурові розчини
- •21.1 Призначення соленасичених розчинів та умови їх застосування
- •21.2 Склад і властивості соленасичених розчинів
- •21.4 Регулювання властивостей розчину
- •21.6 Вплив на наступні технологічні операції
- •Лекція № 22 застосування розчинів на основі гідрогелю магнію
- •22.1 Призначення розчинів і умови застосування
- •22.2 Склад і властивості розчинів на основі гідро гелю магнію
- •В дужках дані взаємозамінні матеріали
- •22.3 Технологія приготування
- •22.4 Регулювання властивостями розчину в процесі буріння
- •22.5 Перевід в інші типи розчинів
- •22.6 Вплив на наступні технологічні операції
- •23.2 Склад і властивості вапнисто-бітумних розчинів
- •23.3 Технологія приготування розчину (вбр-4)
- •Примітка
- •23.4 Регулювання властивостей вбр в процесі буріння
- •23.5 Перехід на промивку вбр. Особливості його застосування
- •23.6 Вплив на наступні технологічні операції
- •24.2 Склад і властивості інертно-емульсійних розчинів
- •24.3 Перевід в інші типи розчинів
- •24.4 Регулювання властивостями іер в процесі буріння
- •24.5 Вплив на наступні технологічні операції
- •25.2 Склад і властивості еарованих бурових розчинів
- •25.3 Технологія приготування
- •25.4 Регулювання властивостей розчину в процесі буріння
- •25.6 Вплив розчину наступні технологічні операції
16.5 Перевід в інші типи розчинів
Перевід хлоркальцієвих розчинів в інші типи проводиться у відповідності з даними приведеними в табл.16.2.
Таблиця 16.2 – Правила переходу з хлоркальцієвого на інші типи розчинів
Розчин на який здійснюється перевід |
Технологія переводу |
|
Попередня підготовка розчину |
Обробка розчину |
|
1 |
2 |
3 |
Калієвий
|
Зниження вмісту глинистої твердої фази на 15-20%
|
Д КОН. При необхідності додають піногасник |
Гуматний |
Зниження вмісту глинистої твердої фази на 30-40% |
Вилучення іонів кальцію шляхом їх переводу в нерозчинні карбонати домішкою Na2CO3 в кількості еквімолекулярному вмісту іонів Са++ в розчині т.п. на кожні 10мг/л іонів Са++ - 265 мг/л Na2CO3 і продовжують буріння з обробкою гуматним реагентом |
Лігносульфонатний |
Зниження вмісту глинистої твердої фази на 30-40% |
А) вилучення іонів кальція шляхом їх переводу в нерозчинні карбонати добавкою Na2CO3 в кількості еквімолекулярному вмісту іонів Са++ в розчині т.п. на кожні 10мг/л іонів Са++ - 265 мг/л Na2CO3 і продовжують буріння з обробкою гуматним реагентом Б) закінчення вводу вапна і хлористого кальцію і продовження буріння з обробкою лігносульфонатами |
Вапнистий
1 |
–
2 |
А) зниження вмісту Са++ до 300-400мг/л шляхом їх переводу в нерозчинні карбонати добавкою Na2CO3(на кожні 10мг/л іонів Са++ - 265 мг/л Na2CO3) і продовження буріння з обробкою компонентами вапнякового розчину Б) закінчення вводу хлористого кальцію і продовження буріння з домішкою компонентів вапнистого розчину. 3 |
Гіпсовапнистий |
– |
Зниження вмісту іонів кальцію до 700-1200 мг/л і продовження буріння з обробкою компонентами гіпсовапнистого розчину |
Полімернасичений або мінералізований |
– |
Зниження вмісту іонів кальцію до 100-150 мг/л вводом кальцієвої соди або фосфатів(перше краще). Провести обробку розчину полімерним реагентом (КМЦ крохмаль акрилати) ввести 1/3 необхідного розчину солі дообробити полімерним реагентом і засолити розчин |
16.6 Вплив розчину на наступні технологічні операції
Хлористий кальцій є сильним прискорювачем термінів тужавіння тампонажних розчинів. Тому при цементуванні колон необхідне застосування спеціальних буферних рідин для розмежування бурового і тампонажного розчинів. Якщо тампонажний розчин оброблений хлористим кальцієм для прискорення термінів тужавіння то необхідність застосування буферних рідин визначається експериментальним шляхом. Зміна структурно-механічних властивостей суміші бурових і тампонажних розчинів з різним компонентним складом аналогічно приведеному для вапнистих розчинів.
Розкриття продуктивних пластів на хлоркальцієвому розчині є причиною видимих змін проникності приствольної зони у тих випадках коли застосування водних розчинів є можливим. При наявності у породах колектора набрякаючи глинистих матеріалів можливе навіть деяке підвищення проникності за рахунок стиску гідратних шарів навколо частинок глини. При наявності пластових вод гідрокарбонатно-натрієвого типу можливе осадоутворення в пласті.

одають
02-03%
КОН і 1-3 КССБ або другого лігносульфонату
(ФХЛС). При наступних 2-3 циклах циркуляції
додають 30-50кг/м3
KCl
2-4% КССБ або іншого лінгосульфонат
(ФХЛС)
03-05%
КМЦ і 01-03%